Способ повышения продуктивности скважин (варианты)

Способ повышения продуктивности скважин (варианты)

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к способам повышения продуктивности скважин за счет повышения дебита скважины.

Известен способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины, включающий закачку в пласт полимерной смолы и отвердителя или нефтецементные смеси, при этом водоизоляционный материал размещают в строго определенном кольцевом пространстве вокруг ствола скважины. А объемы водоизоляционного состава и продавочной жидкости определяют исходя из текущих значений приемистости скважины, выдержку скважины в покое и перевод скважины в режим притока углеводородов (Патент РФ №2326229, E21B 33/13, опубл. 10.06.2008 г.).

Недостатками данного технического решения является то, что повышение продуктивности скважины связано с изоляцией призабойной зоны, которую осуществляют с учетом определения объема закачки компонентов, при этом определяют объем закачки в зависимости от текущих значений приемистости скважины и радиуса эквипотенциалей, но в процессе эксплуатации скважины значения приемистости постоянно изменяются, что усложняет процесс определения объема закачки компонентов, кроме этого закачку в пласт компонентов осуществляют в строго определенном кольцевом пространстве вокруг ствола скважины и без учета зонального строения газонефтяной залежи.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в зону водопритока полимерной смолы через разделительную жидкость на водной основе, закачку отвердителя полимерного состава (Патент РФ №2237797, E21B 33/128, опубл. 10.10.2004 г.).

Недостатками данного технического решения является то, что повышение продуктивности скважины связано с изоляцией зон водопритока, которую осуществляют без учета зонального строения газонефтяной залежи по высоте и характера нарушения, что требует дополнительного вскрытия пласта, а это приводит к образованию дополнительных трещин, соединяющих водяные пласты с продуктивным пластом, и уменьшает толщину продуктивного пласта.

Наиболее близким техническим решением является способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку в пласт первой и второй оторочек, закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, при этом закачку разделительной жидкости осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки, а закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы и в качестве второй оторочки используют полимерные отвердители, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего цементный раствор в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки (Патент РФ №2492317, E21B 43/22, опубл. 10.09.2013 г., прототип).

Недостатками данного технического решения является то, что повышение продуктивности скважины связано с изоляцией зон водопритока, которую осуществляют без учета подзоны рыхлосвязанной воды переходной зоны, так как, отсекая эту подзону от продуктивного пласта, происходит отсечение заколонного перетока, а без этой добавки пластовая вода, имеющая большую плотность, поступает в интервал перфорации снизу или сверху и препятствует поступлению более легкой нефти из продуктивного пласта и, соответственно, снижает поступление нефти из продуктивного пласта в целом, кроме этого изоляцию зон водопритока осуществляют без учета наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны.

Предлагаемый способ повышения продуктивности скважин позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, позволяет повысить продуктивность скважины за счет закачки полимерных композиций в добывающую и/или нагнетательную скважины, которые утолщают продуктивный пласт, при этом учитывая подзоны рыхлосвязанной воды переходной зоны и наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны, отсекая зону водонасыщения от зоны предельного нефтенасыщения и тем самым получая приток дополнительной нефти из переходной зоны и присоединяя ее к продуктивному пласту, при этом способ повышения продуктивности скважин включает закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом в добывающую и в нагнетательную скважины закачку осуществляют одновременно, разделительной жидкости закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, второй оторочки закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель кислотного или нейтрального состава, дополнительно осуществляют закачку сухого цемента и/или цементного раствора на углеводородной основе в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе, что дополнительно осуществляют закачку цементного раствора на углеводородной основе в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки, разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель щелочного состава.

Способ повышения продуктивности скважин включает закачку вязкоупругой пачки, первой и второй оторочек через разделительную жидкость в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом в добывающую и в нагнетательную скважины закачку осуществляют одновременно, вязкоупругой пачки закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, второй оторочки закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, разделительной жидкости закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки и цементного или полимерцементного раствора закачивают в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, в качестве цементного раствора используют цементный раствор на водной основе или на углеводородной основе, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, дополнительно осуществляют закачку разделительной жидкости в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки после закачки вязкоупругой пачки, разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве, в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.

Способ повышения продуктивности скважин включает закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость, вязкоупругой пачки в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом в добывающую и в нагнетательную скважины закачку осуществляют одновременно, второй оторочки закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, вязкоупругой пачки закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, сухого цемента и/или цементного или полимерцементного раствора закачивают в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, при этом в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, в качестве цементного раствора используют цементный раствор на водной основе или на углеводородной основе, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель кислотного или нейтрального состава, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель щелочного состава, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.

В предлагаемом способе повышения продуктивности скважин в качестве разделительной жидкости используют, например, ШФЛУ, газолин, ацетон, растворитель, некондиционный бензин, «Синол-М» и газоконденсат, на нефтяной основе - нефть и эмульгатор, пресную воду, техническую воду.

В качестве полимерной смолы применяют формальдегидные смолы, такие как мочевино-формальдегидная (карбамидо-формальдегидная, карбамидная) смола, например «Резойл-К» феноло-формальдегидная, например, «Резойл-Ф», феноло-резорцино-формальдегидная, например ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ, меламино-формальдегидная смола, феноло-анилино-формальдегидная смола, анилино-формальдегидная смола, тиомочевино-формальдегидная смола, сульфамидо-формальдегидная смола, и др. формальдегидные смолы, как соответствующие стандартам, например, ГОСТ 16388-70, ГОСТ 16704-71, ТУ 13-369-77, ТУ 6-10-1192, так и несоответствующие стандартам, то есть вновь разрабатываемая марка формальдегидной смолы.

Смолы (продукты поликонденсации) феноло-резорцино-формальдегидные марки ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ выпускают по ТУ-6-05-1638-78. ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ представляют собой пористые или монолитные смолы. Смолы марки «Резойл-К» выпускаются по ТУ 2221-637-55778270-2004, изм.1 от 25.08.2010 г. Смолы марки «Резойл-Ф» выпускаются по ТУ 2221-669-55778270-2004, изм. №1 от 10.12.2010 г.

В качестве отвердителя полимерного применяют жидкий или порошкообразный отвердитель щелочного, кислотного или нейтрального состава.

Например, для высокотемпературных пластов от +80 до +150°C используют, как правило, нейтральные порошкообразные отвердители, которые добавляют в смолу или отвердитель и размешивают на поверхности. В редких случаях используют жидкий отвердитель; для пластовых температур от +50°C до +80°C используют в основном жидкие или порошкообразные отвердители щелочного состава. Так как для этих пластовых температур использование кислотных отвердителей может привести к разрушению цементного кольца. Смола и отвердитель в данном диапазоне пластовых температур используются в основном раздельно, через разделительную пачку последовательно. В редких случаях смолу и отвердитель перемешивают на поверхности;

для пластовых температур от +30°C до +50°C используют как кислотные, так и щелочные отвердители. Для получения монолитной смолы перемешивают их на поверхности, а для получения пористого материала используют последовательно через разделительную пачку;

для пластовых температур ниже +30°C рекомендуется использовать кислотные отвердители, состоящие из смеси органических кислот. Для получения монолитной смолы перемешивают их на поверхности, а для получения пористого материала используют последовательно через разделительную пачку. При низких пластовых температурах кислотные растворы не взаимодействуют с цементным кольцом и не нарушают его целостности. Полимеризация композиции происходит за счет изменения pH среды.

Также в композиции учитывают совместимость отвердителей с порообразователями и вмещающими породами.

В качестве жидкого полимерного отвердителя используют, например, составы полимерного отвердителя «ГЕОТЕРМ».

В качестве щелочного жидкого полимерного отвердителя используют, например, раствор уротропина в формалине, выпускаемый по ТУ 6-05-281-22-89 или по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве кислотного жидкого полимерного отвердителя используют, например, раствор органических кислот выпускаемый, например, по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве нейтрального жидкого полимерного отвердителя используют, например, раствор, выпускаемый по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве порошкообразного полимерного отвердителя используют, например, «ГЕОТЕРМ-101 до 122», выпускаемый по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты, добавляемые в зависимости от выбранного вида компонента и особенностей геологического строения объекта применения, например углеаммонийную соль, карбонаты или бикарбонаты натрия, алюминиевую или магниевую пудру.

Количество порообразователя задают, в том числе и в зависимости от выбранного вида компонента, и особенностей геологического строения объекта применения. Тип порообразователя выбирают, в том числе и по давлению закачки композиции в расчетный район, учитывая совместимость его с полимерными смолой и отвердителем, так как по гранулометрическому составу тип порообразователя выбрать затруднительно и во многих случаях, особенно в рыхлых колекторах, отбор кернового материала незначительный (составляет менее 50%), а отобранная проба по модулю крупности будет не представительна.

Полимерная смола дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве.

Отвердитель полимерный дополнительно снабжен порообразователем в расчетном количестве, при этом количество порообразователя в нем задают в зависимости от выбранного вида отвердителя полимерного.

Разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве, что дополнительно повышает продуктивность скважины за счет создания дополнительной латеральной фильтрации.

Например, при давлении закачки до 40 атм порообразователь добавляют в смолу или в отвердитель, или в разделительную жидкость, при давлении закачки от 40 до 60 атм порообразователь добавляют в смолу, отвердитель или в смолу, разделительную жидкость, при давлении закачки свыше 60 атм порообразователь распределяют равномерно в смоле, разделительной жидкости, отвердителе.

Компоненты порообразователь, смола, отвердитель, использованные в расчетном количестве в заявленном Способе, представлены в готовых полимерных композициях «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22, выпускаемые по ТУ 2257-075-26161597-2007 или по ТУ 2257-001-50527705-2012, например, порообразователь добавляется в заводских условиях, или в смолу - композиция «Геотерм-11», или в отвердитель - композиция «Геотерм-22», или размешивают на поверхности перед закачкой вместе с полимерными смолой и отвердителем, например композиция «Геотерм-04», «Геотерм-05», «Геотерм-08».

В качестве сухого цемента используют, например, цемент марки G.

В качестве цементного раствора на углеводородной основе используют, например, раствор сухого цемента с дизельным топливом в расчетном количестве, раствор сухого цемента с дегазированной, обезвоженной нефтью в расчетном количестве.

В качестве цементного раствора на водной основе используют, например, водный раствор цемента плотностью 1,75-1,8 т/м³.

В качестве полимерцементного раствора используют, например, растворы смолы с отвердителем и с цементом плотностью 1,45-1,5 т/м³.

Объемы закачки первой оторочки, порообразователя, а также выбор и необходимость закачки компонентов, таких как сухой цемент, цементный раствор, зависят прежде всего от перевода скважины на другие эксплуатационные объекты, когда прежний эксплуатационный объект исчерпал свои запасы нефти, газа, а также от положения водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК) с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны; проницаемости пласта, тесно связанной с коэффициентом нефтенасыщения, по проницаемости и привязанному к нему коэффициенту насыщения проводят раздел границы переходной зоны В и подразделяют ее на две подзоны: В1 и В2.

Известно, что в природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости - пластовой воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение воды по их высоте более сложное.

В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, и свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделены между собой в залежах по гравитационно-капиллярному принципу. Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа один: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам (к «зеркалу свободной воды»).

Чем выше контраст порометрических характеристик контактирующих слоев в залежи и выше неоднородность (расчлененность) ее строения, тем сложнее характер изменения остаточной водонасыщенности по высоте залежи. Характер распределения водонасыщенности по высоте реальной залежи получают путем построения графика изменения величины k_в или k_нг в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ВНК) по всем скважинам месторождения. Высота каждой зоны зависит от геологических особенностей строения и условий формирования залежи и коллекторских свойств пород.

Из особенности принятой системы разработки в предлагаемом способе также дополнительно учитывают наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины. Возможность ликвидации нагнетаемой воды при производстве работ по повышению продуктивности скважин, в том числе и РИР, в нагнетательной скважине, а также целесообразность проведения работ по повышению продуктивности скважин, в том числе и PUP, одновременно в добывающей и в нагнетательной скважине, при этом в добывающей скважине, в том числе и с целью ликвидации прорывов, а в нагнетательной, в том числе и с целью выравнивания профиля приемистости нагнетаемой воды. Предлагаемый способ повышения продуктивности скважин позволяет проводить подобные работы.

На чертеже изображен график изменения градиента нефтенасыщенности по разрезу нефтяной залежи Федоровского месторождения, где зоны: А - водонасыщенная, Б - остаточной нефтенасыщенности, В - недонасыщенная переходная, при этом B1 - зона рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды, В2 - подзона повышенного содержания нефти, и зона Г - предельного нефтенасыщения.

Способ повышения продуктивности скважин осуществляют следующим образом.

Определяет объемы закачки и последовательность, цикличность закачек компонентов в зависимости от перевода скважины на другой эксплуатационный объект, положения водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК) с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны и проницаемости пласта.

Первоначальный объем полимерной композиции, учитывающий толщину интервала продуктивного пласта, определяют, например, равным менее двух толщин интервала продуктивного пласта.

Последние годы выделяют еще один тип коллекторов, который называют в одном случае рыхлыми, в другом случае слабосцементированными коллекторами. По объему закачки ремонтно-изоляционных композиций их никак нельзя отнести к поровым коллекторам. Этот ошибочный подход применяли в свое время на Барсуковском месторождении Пуровского нефтегазоносного района, где закачиваемые большие объемы ремонтно-изоляционных композиций привели к образованию множественных заколонных перетоков, с которыми до сих пор продолжают бороться. Предлагаемый способ учитывает особенности рыхлых коллекторов, осуществляя закачку композиции в процессе проведения работ по повышению продуктивности скважин расчетными объемами, порой в два, три этапа.

При переводе скважины на другой эксплуатационный объект объемы закачиваемых композиций определяют, например, равным объему толщины эксплуатационной колонны, дополнительному объему эксплуатационной колонны на 5-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации плюс объем порового пространства на 0,3 м³ объема кольцевого пространства интервала перфорации.

Например, перед проведением работ по повышению продуктивности скважин башмак НКТ устанавливают на 10-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации и закачивают в НКТ последовательно, например, вязкоупругую пачку (ВУС) в объеме 0,5-1,5 м³, затем смолу в объеме 0,5-1,5 м³ с добавкой порообразователя, плюс разделительную жидкость в объеме 0,1-0,5 м³ с добавкой порообразователя, затем отвердитель в объеме 0,5-1,5 м³ с добавкой порообразователя, следом пресную воду и цементный или нефтецементный (полимероцементный) раствор в объеме 1-3 м³ и завершает эту композицию снова пресная вода.

Разделительную жидкость на водной основе используют на скважинах в случае присутствия солевого раствора в скважине. Вышеуказанную композицию доводят до башмака НКТ или до равенства давлений: давления закачки на устье скважины и давления опрессовки эксплуатационной колонны (э/к).

После равенства давлений: давления закачки на устье скважины и давления опрессовки э/к или продавки всего объема композиции до башмака НКТ производят вымыв остатков композиции, подъем НКТ на безопасную высоту 100-150 м и герметизируют устье скважины под давлением закачки на 24 ч. Через сутки или ранее по результатам схватывания поверхностных проб полимероцементный «стакан» спрессовывают, разбуривают и вновь опрессовывают и если результаты опрессовки положительны, то выполненные работы признаются успешными. Такие работы проводят при переводе скважин на эксплуатацию нижележащих объектов, при переводе скважин на вышележащие объекты и разбуревание полимероцементного стакана не предусматривается.

Работы по повышению продуктивности скважин, например, обеспечивающие, в том числе и наращивание кольцевого пространства, предусматривают, что после закачки второй оторочки устье скважины герметизируют на время от нескольких часов до суток с целью создания латеральной фильтрации в наиболее проницаемых зонах пласта. И скважину осваивают или в скважину закачивают цементный, нефтецементный или полимероцементный раствор. При необходимости операцию повторяют.

Наличие глинистых перемычек на границе зон существенно снижают объемы закачиваемых компонентов и в целом они составляют от 1 до 3 м³. Отсутствие глинистых перемычек, наоборот, существенно увеличивают объемы закачиваемых компонентов, особенно это касается первоначальной вязкоупругой пачки, которая в этом случае может составлять до сотен м³, иметь сложный химико-физический состав и изменяться как по плотности, так и по вязкости в зависимости от толщины переходной зоны.

Например, объем композиции вычисляют из расчета толщины отсекающего (разделительного) моста на границе В1 и В2 толщиной 1,5 м и радиусом депрессионной воронки равным двум толщинам продуктивного пласта в поровых коллекторах; одной толщине трещиновато-поровых коллектоовх и 0,5 толщины в трещиноватых коллекторах.

По проницаемости и коэффициенту насыщения проводят раздел границы переходной зоны В и подразделяют ее на две подзоны: В1-остаточной нефтенасыщенности и В2 - зону недонасыщения порового объема коллектора нефтью. Из подзоны В1 практически невозможно получить безводный приток нефти, а из подзоны В2 при установке разделительного моста на их границе при создании определенных условий и обработок возможно получение притоков безводной нефти.

В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 100 до 5000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки через разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки или разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки с порообразователем в расчетном количестве, а затем продавливают их в расчетный район, например район подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в расчетном районе скважины, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.

Например, при последовательной закачке сначала закачивают разделительную жидкость, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки или разделительную жидкость с порообразователем в расчетном количестве, например, 10% от объема первой оторочки.

Затем закачивают в расчетном количестве первую оторочку в виде формальдегидной смолы, например, полимерную смолу ФРФ-50Р, ФРФ-50РМ, полимерную смолу «ГЕОТЕРМ» или первую оторочку с порообразователем, например, полимерную смолу ФРФ-50Р с карбонатом, ФРФ-50РМ с бикарбонатом натрия, в расчетном количестве, например, порообразователь в первую оторочку вводят в количестве 20% от объема первой оторочки.

За первой оторочкой закачивают разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, ШФЛУ, или разделительную жидкость с порообразователем, при этом разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% и порообразователь в расчетном количестве, например, 10% от объема первой оторочки.

После чего закачивают вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, например, щелочной раствор отвердителя, полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ-101».

За второй оторочкой закачивают разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, газолин, или разделительную жидкость с порообразователем, при этом разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% и порообразователь в расчетном количестве, например, 12% от объема первой оторочки.

Например, при одновременной закачке компонентов сначала закачивают в расчетном количестве разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, ацетон, за ней закачивают в расчетном количестве состав: первой оторочки, второй оторочки, при этом вторая оторочка взята в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки.

После чего закачивают разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки или разделительную жидкость с порообразователем, при этом разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% и порообразователь в расчетном количестве, например, 25% от объема первой оторочки.

Далее по показаниям скважины дополнительно закачивают сухой цемент и/или цементный раствор в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки в расчетный район и последовательно.

Закрывают затрубное пространство и продавливают состав в расчетный район скважины, при этом последнюю закачку компонента, например, разделительной жидкости, доводят до расчетного района, например, района подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.

При последовательной закачке компонентов непосредственно в переходную подзону В1 скважины или одновременно в ствол добывающей и в ствол нагнетательной скважин происходит первоначально: отсечения зоны водонасыщения А от зоны предельного нефтенасыщения Г, а затем и отсечение подзоны В1 от подзоны В2.

При снижении, например, дебита по нефти и увеличении продукции пластовой воды и газа в добывающей скважине работы по закачке заявленных компонентов повторяют многократно.

В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 100 до 5000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают вязкоупругую пачку в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки через разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки и цементного или полимерцементного раствора в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, а затем продавливают их в расчетный район, например, район подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе.

Затем осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода в добывающей скважине и закачку жидкости в нагнетательную скважину.

В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 100 до 5000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, затем вязкоупругую пачку в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки и сухого цемента и/или цементного или полимерцементного раствора в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, после чего продавливают их в расчетный район, например, район переходной зоны В1 нагнетательной скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе.

Затем осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода в добывающей скважине и закачку жидкости в нагнетательную скважину.

Предлагаемый Способ испытывали в промысловых условиях на скважинах РФ, в том числе и на скважинах Тюменской области:

Пример №1

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1800-1810 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта - переходной зоны в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 1,6 т/сут; обводненность - 98%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 20 атм и Ркон. = 40 атм одновременно: полимерную смолу «Геотерм-002н» в количестве 1 м³, ШФЛУ в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-102н» в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

дебит нефти - 8,6 т/сут; обводненность - 18%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №2

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1820-1832 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 2,4 т/сут; обводненность - 97%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 50 атм последовательно: полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ с добавкой углеаммонийной соли, при этом углеаммонийная соль взята в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), затем газолин в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), после раствор уротропина в формалине с углеаммонийной солью в количестве 2,6 м³, при этом раствор уротропина в формалине взят в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), а следом пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), и сухой цемент в дизельном топливе плотностью 1,8 т/м³ в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

дебит нефти - 12,3 т/сут; обводненность - 10%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 9,9 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №3

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2820-2832 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины, предварительно определив наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 2,8 т/сут; обводненность - 95%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 50 атм последовательно: полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³, техническую воду в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-105» и карбонат натрия в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), следом пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки) и цементный раствор на водной основе плотностью 1,8 т/м³ в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

дебит нефти - 8,3 т/сут; обводненность - 12%.

Закачка компонентов позволила повысить нефтеотдачу на 5,5 т/сут, ликвидировать прорывы воды по наиболее проницаемой подошвенной части пласта.

Пример №4

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2840-2850 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины, предварительно определив наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 3,7 т/сут; обводненность - 97%.

Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через нагнетательную скважину.

Для чего закачали в ствол нагнетательной скважины в переходную зону В1 при давлении закачки Рнач. = 60 атм и Ркон. = 70 атм последовательно: ацетон в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³ и бикарбонат натрия в количестве 50 кг (5% от объема первой оторочки), далее техническую воду и бикарбонат натрия в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), при этом бикарбонат натрия в количестве 50 кг, затем полимерный отвердител